三元复合驱采出水乳化稳定性及破乳的研究

由于三元复合驱原油中新型驱油用化学品的应用以及原油劣质化使得采出水乳化严重.而且三元复合驱采出水经油水分离后含油量升高.基于此.通过对不同类型的破乳剂的分析及其工艺条件的考察,探讨了影响三元复合驱采出水破乳的因素,其中破乳剂FB94具有较好的破乳效果.采用模拟三元复合驱采出水(碱为1 200 mg/L、聚合物为200 mg/L、表面活性剂为400mg/L),投加破乳剂FB94为160 mg/L,控制沉降时问为120 min、温度为45℃,当初始含油量为5 000 mg/L时.破乳后水中含油量降至195 mg/L,脱油率为96.1%,当初始含油量为1 500 mg/L时,破乳后水中含油量降至87 mg/L.脱油率为94.2%.     

超滤与电渗析联用降低油田采出水矿化度中试试验研究

以大庆油田常规处理后的油田采出水为处理对象，建立日产水300t的超滤预处理和电渗析脱盐处理中试试验装置。考察该工艺所能达到的技术经济指标，掌握放大规律，为万吨级工业装置和系统的设计提供基础数据。经过3000h长时间连续试运行，系统出水水质稳定，出水浊度低于1．0NTU，悬浮物和含油量低于1．00mg／L，矿化度低于1000mg／L，水质完全满足配制聚合物用水要求，证明采用处理后的油田采出水代替清水作为聚合物驱用水是可行的。     

无机陶瓷膜处理油田采出水

针对陶瓷膜在油田采出水处理过程中操作参数的选择及污染机理进行了研究。通过现场实验,分析了不同的操作参数对膜通量的影响,陶瓷膜对含油量及悬浮物的去除效果,膜阻力组成及膜污染清洗方法。实验结果表明,在确定出水水质达到低渗透油田注水水质A1级标准条件下,陶瓷膜过滤最佳操作条件为:跨膜压差0.16 MPa、温度50℃、膜面流速5.0 m/s。同时发现,NaOH和HNO3联合清洗有助于恢复膜通量。     

聚合物驱采出水油水乳状液稳定性的影响因素

通过测试现场聚合物驱采出水及室内配制的模拟聚合物驱采出水的油水分离及油珠聚结特性,研究了大庆油田聚合物驱采出水油水乳状液稳定性的影响因素,发现导致聚合物驱采出水比水驱采出水油水乳状液稳定性明显提高的主要原因为聚合物驱采出水中的胶态固体颗粒吸附到油珠表面上,阻止油珠之间的聚结并使油珠所受的浮力下降,水中残留的聚合物导致水相粘度增大.使油珠之间的碰撞几率及上浮速率下降.     

超滤与电渗析联用降低油田采出水矿化度中试试验研究

以大庆油田常规处理后的油田采出水为处理对象,建立日产水300t的超滤预处理和电渗析脱盐处理中试试验装置.考察该工艺所能达到的技术经济指标,掌握放大规律,为万吨级工业装置和系统的设计提供基础数据.经过3000h长时间连续试运行,系统出水水质稳定,出水浊度低于1.0 NTU,悬浮物和含油量低于1.00 mg/L,矿化度低于1000 mg/L,水质完全满足配制聚合物用水要求,证明采用处理后的油田采出水代替清水作为聚合物驱用水是可行的.     

平板陶瓷膜处理油田采出水运行控制优化及膜污染机理

陶瓷膜凭借其机械强度高、化学稳定性好等优点,近年来在油田采出水处理领域得到了广泛的应用。针对陶瓷膜处理油田采出水膜污染控制这一核心问题,采用小试实验与模型分析相结合的方法,深入开展了陶瓷膜处理系统运行控制优化的研究,结合微观表征,阐明了陶瓷膜处理油田采出水膜污染机理。结果表明,陶瓷膜处理油田采出水最佳运行控制工况为：初始膜通量80 L·(m²·h)⁻¹,过滤时间10 min,反冲洗时间30 s,曝气强度3 L·min⁻¹;此条件下陶瓷膜可保持平均膜通量27.82 L·(m²·h)⁻¹。原水和污染层的表征结果表明,胺类或酰胺类、烃类、羧酸类、芳香族、醇类等有机物化合物是造成陶瓷膜污染的主要有机物,Si、Fe、Ca、Mg、Ba等无机盐离子也是膜污染的重要组成部分;过滤过程中膜孔内阻力和凝胶层阻力对陶瓷膜膜污染形成起主导作用。     

超滤膜处理油田采出水用于回注的试验研究

试验采用截留分子量为100 ku的PVDF(聚偏氟乙烯)超滤膜组件对大庆油田采出水进行了处理,处理水用于油田回注以减少清水的消耗和降低环境污染,同时确定了最佳操作条件和膜清洗方法并考察了超滤出水水质的影响.结果表明最佳的操作条件为:跨膜压差0.30～0.35 MPa,膜面流速3.0～3.5 m/s,温度35～40 ℃.超滤出水中的悬浮物、含油量均低于1.00 mg/L,粒径中值和SRB不能检出,超滤出水水质完全满足油田回注水标准.     

油田聚驱采出液乳化特性及其破乳-絮凝

为了解决国内某油田聚驱采出液油水分离的难题,对聚驱采出液的水质特性和乳化特性进行研究,考察了驱油剂聚丙烯酰胺(HPAM)对污水乳化程度的影响,针对该污水开发、筛选出最优的高效破乳剂,考察了投加量及温度对污水破乳效果的影响,并进行了破乳-絮凝复配实验研究。实验结果表明,该油田聚驱采油污水油含量、悬浮物、硫含量、Fe2+均较高,乳化程度严重且具有较强乳化稳定性,油水分离困难;HPAM的存在增强了污水的乳化程度;当破乳温度为65℃,停留时间为2 h时,投加6 mg/L的PAM4#时除油效率约为72%,在破乳后的水样中投加100 mg/L的PAS,含油量可降低至27.0 mg/L,悬浮物降低至9.0 mg/L,处理后水样达到该油田回注水的水质标准。     

生物法/人工湿地工艺处理采油废水及其生态毒性削减研究

采用2种生物法/人工湿地工艺(水解酸化/好氧/人工湿地工艺和水解酸化/人工湿地(进水区强化曝气)工艺)处理胜利油田某联合处理站经隔油、混凝处理的采油废水,并运用发光细菌技术研究采油废水在处理过程中的生态毒性削减规律.研究结果表明,在水解酸化段水力停留时间(HRT)为20 h,好氧段HRT为10 h,人工湿地HRT为2 d的工况下,水解酸化/好氧/人工湿地工艺与水解酸化/人工湿地(进水区强化曝气)工艺的出水水质均能满足COD≤80 mg/L、NH_4~+-N≤15 mg/L的处理要求.发光细菌法试验结果表明,经隔油、混凝处理后的采油废水属高毒性废水,再经水解酸化/人工湿地(进水区强化曝气)工艺处理后生态毒性大幅削减,出水生态毒性降至低毒.     

基于生化双膜工艺的油田采出水处理与资源化

针对胜利油田油井采出水处理负荷过大但锅炉用水短缺的问题,对油井采出水进行生化双膜工艺处理,处理后的产水用于锅炉给水,浓水用于低渗油田回注.开展了规模为200m3?d-1的中试实验,重点研究了超滤进水悬浮物与超滤膜污染的关系,考察了反渗透进水压力、进水温度对产水率、膜通量和透盐率的影响.结果表明:生化处理后的油田采出水中...     

电絮凝处理煤层气产出水

采用电絮凝法处理煤层气产出水,通过铁和铝2种电极材料的处理效果的比较,选择铝电极进行实验,研究了电极间距、原水pH值以及电流密度等因素对电絮凝处理效果的影响。实验结果表明,电絮凝法对煤层气产出水的化学需氧量(COD)和固体悬浮物(SS)具有良好的去除效果,原水pH接近中性时处理效果较好,电絮凝处理过程中不需添加可溶性盐和改变pH值。实验中确定的电絮凝处理条件为:电极间距1 cm,电流密度30 A/m2,反应10 min后,出水的COD、SS分别为9.6 mg/L和8.5 mg/L,去除率分别达到75.1%和88.8%,出水pH为7.8,电能消耗为1.75 kWh/m3。     

Biodegradation of aromatic hydrocarbons by Haloarchaea and their use for the reduction of the chemical oxygen demand of hypersaline petroleum produced water

Ten halophilic Archaea (Haloarchaea) strains able to degrade aromatic compounds were isolated from five hypersaline locations; salt marshes in the Uyuni salt flats in Bolivia, crystallizer ponds in Chile and Cabo Rojo (Puerto Rico), and sabkhas (salt flats) in the Persian Gulf (Saudi Arabia) and the Dead Sea (Israel and Jordan). Phylogenetic identification of the isolates was determined by 16S rRNA gene sequence analysis. The isolated Haloarchaea strains were able to grow on a mixture of benzoic acid, p-hydroxybenzoic acid, and salicylic acid (1.5 mM each) and a mixture of the polycyclic aromatic hydrocarbons, naphthalene, anthracene, phenanthrene, pyrene and benzo[a]anthracene (0.3 mM each). Evaluation of the extent of degradation of the mixed aromatic hydrocarbons demonstrated that the isolates could degrade these compounds in hypersaline media containing 20% NaCl. The strains were shown to reduce the COD of hypersaline crude oil reservoir produced waters significantly beyond that achieved using standard hydrogen peroxide treatment alone.